Arbitrage · Glossaire

L'arbitrage désigne l'exploitation des écarts de prix entre différents moments, lieux ou produits. Dans le système électrique, on entend le plus souvent l'arbitrage temporel. Lorsque le prix est bas, l'électricité est stockée, achetée ou consommée en plus grande quantité. Lorsqu'il est plus élevé par la suite, l'électricité est restituée, vendue ou la consommation est évitée. Le rendement économique résulte de la différence entre le prix d'achat et le prix de vente. Il faut en déduire les pertes techniques, les coûts d'exploitation, les redevances d'utilisation du réseau, les prélèvements, les taxes, les coûts de financement et, le cas échéant, les coûts de vieillissement d'un stockage. Contrairement à la théorie financière, où l'arbitrage est souvent défini comme un gain sans risque, l'arbitrage sur l'électricité comporte pratiquement toujours des risques. Lors de la charge, le prix de vente ultérieur n'est généralement pas encore connu.

Les prix sont généralement exprimés en euros par mégawattheure. La quantité d'énergie se mesure en kilowattheures ou en mégawattheures, la puissance de charge et de décharge en kilowatts ou en mégawatts. Cette distinction est essentielle pour l'arbitrage. Un stockage de forte puissance mais de faible capacité peut absorber ou restituer beaucoup d'électricité à court terme, mais il est vite plein ou vide. Un stockage à grand contenu énergétique peut déplacer l'électricité plus longtemps, mais exige pour cela des écarts de prix sur des périodes plus longues. Exemple : une installation de 10 mégawatts de puissance et de 20 mégawattheures de capacité peut se décharger pendant deux heures à pleine puissance. L'arbitrage dépend donc toujours simultanément de deux grandeurs : l'ampleur de l'écart de prix et la quantité pouvant être déplacée dans les limites techniques.

Arbitrage temporel sur le marché de l'électricité

Sur le marché de l'électricité, des écarts de prix apparaissent parce que la production et la consommation doivent être équilibrées à chaque instant. Le réseau lui-même ne peut guère stocker l'électricité. Lorsqu'il y a beaucoup d'électricité éolienne ou solaire pour une faible demande, les prix baissent sur le marché spot. En cas de forte demande, de faible injection renouvelable ou de capacités de centrales limitées, ils augmentent. Les acteurs qui pratiquent l'arbitrage réagissent à ces signaux de prix.

Un stockage par batterie peut acheter de l'électricité sur le marché day-ahead ou sur le marché infrajournalier lorsque le prix de bourse est bas, puis la revendre plus tard à un prix plus élevé. Depuis le jour de livraison du 1er octobre 2025, l'enchère day-ahead couplée à l'échelle européenne est réglée par quarts d'heure au lieu d'heures. Les écarts de prix au sein d'une même heure deviennent ainsi visibles et négociables sur le marché day-ahead. Une centrale de stockage par pompage utilise les périodes favorables pour pomper de l'eau vers un bassin situé plus haut, puis produit de l'électricité par des turbines. Les consommateurs flexibles pratiquent eux aussi une forme d'arbitrage lorsqu'ils déplacent des processus vers des périodes plus favorables. Exemples : entrepôts frigorifiques, électrolyseurs, production de chaleur industrielle, recharge de véhicules électriques ou pompes à chaleur avec ballon tampon.

L'arbitrage est étroitement lié à la flexibilité, mais ne signifie pas la même chose. La flexibilité décrit la capacité technique d'adapter dans le temps l'injection, la consommation ou le stockage. L'arbitrage décrit l'exploitation économique des écarts de prix. Une installation peut être techniquement flexible sans pratiquer l'arbitrage, par exemple lorsque des tarifs fixes, des restrictions techniques ou des prescriptions ne permettent pas de réagir aux prix. Inversement, l'arbitrage suppose toujours de la flexibilité. Sans déplacement dans le temps, dans l'espace ou entre produits, aucun écart de prix ne peut être exploité.

Distinction par rapport à la spéculation, à l'énergie de réglage et au redispatching

L'arbitrage est souvent assimilé à la spéculation. C'est inexact. L'arbitrage exploite des écarts de prix observables ou attendus entre des moments ou des produits. La spéculation consiste de manière générale à prendre des risques de prix dans l'attente de variations futures. En pratique, les deux domaines se recoupent, car un exploitant de stockage ne sait pas avec certitude, lors de la charge, quel prix il obtiendra lors de la décharge. Néanmoins, l'arbitrage dans le système électrique décrit surtout l'exploitation continue des écarts de prix par des installations physiques, et non le simple pari sur la hausse ou la baisse des prix.

L'arbitrage se distingue de l'énergie de réglage par sa fonction. L'énergie de réglage stabilise la fréquence du réseau et est acquise par les gestionnaires de réseau de transport pour compenser des écarts très brefs entre production et consommation. L'arbitrage sur le marché spot suit les prix de marché et déplace l'énergie sur des quarts d'heure, des heures ou des jours. Les stockages par batterie peuvent assurer les deux. Mais les sources de revenus, les exigences techniques et les responsabilités diffèrent.

Le redispatching n'est pas non plus un autre mot pour l'arbitrage. Le redispatching est une intervention des gestionnaires de réseau : des centrales, des stockages ou des consommateurs modifient leur mode de fonctionnement afin d'éviter ou de résoudre des congestions du réseau. Il est déclenché par les limites physiques du réseau électrique, et pas seulement par le prix de marché. Une installation peut opérer sur le marché pour des raisons d'arbitrage, puis être sollicitée autrement par le redispatching si son injection ou son soutirage prévu aggravait une congestion.

Pourquoi les écarts de prix ne sont pas automatiquement des gains

La formule simple « acheter bon marché, vendre cher » omet plusieurs blocs de coûts. Les stockages perdent de l'énergie. Le rapport entre l'énergie déchargée et l'énergie chargée s'appelle rendement aller-retour (round-trip efficiency) et est toujours inférieur à 100 pour cent. Exemple simplifié, purement illustratif : un stockage charge 100 mégawattheures à 40 euros par mégawattheure et présente un rendement global de 85 pour cent. Il ne peut alors vendre que 85 mégawattheures. Rien que pour couvrir le coût d'achat de 4 000 euros, il lui faut un prix de vente d'un bon 47 euros par mégawattheure. C'est seulement au-delà que commence la marge de contribution pour l'usure, l'exploitation et le capital.

Pour les batteries s'ajoute la dégradation. Chaque opération de charge et de décharge sollicite les cellules. La profondeur de cycle, la puissance de charge et de décharge, la température et la stratégie d'exploitation influencent le vieillissement. Une opération d'arbitrage peut sembler rentable sur le papier et rester peu attrayante si l'usure supplémentaire absorbe l'écart de prix. De nombreux exploitants appliquent donc un écart minimal par cycle. Pour les stockages par pompage, d'autres coûts comptent, par exemple les pertes de pompage, la gestion de l'eau, la maintenance et les coûts de capital à long terme.

Les coûts réglementaires modifient aussi le calcul. Les redevances d'utilisation du réseau, les prélèvements, les taxes et les droits contribuent à déterminer si un stockage ou un consommateur flexible réagit aux signaux de prix. Si, pour le même kilowattheure, des coûts apparaissent à plusieurs reprises lors de la charge puis lors de la consommation, l'arbitrage devient moins attrayant. Si en revanche les redevances sont perçues de manière forfaitaire ou selon la puissance, d'autres incitations apparaissent. Pour comprendre l'effet de l'arbitrage, il faut donc examiner les règles de prix qui déclenchent le comportement.

Cadre juridique en Allemagne : redevances d'utilisation du réseau pour les stockages (situation en novembre 2026)

En Allemagne, le § 118, alinéa 6, de l'EnWG exonère des redevances d'utilisation du réseau les installations de stockage d'énergie électrique nouvellement construites. La condition est une mise en service à partir du 4 août 2011 dans un délai de 18 ans, donc jusqu'au 4 août 2029. L'exonération s'applique au soutirage de l'électricité à stocker et dure 20 ans à compter de la mise en service. Est déjà considéré comme mise en service le premier soutirage d'électricité en fonctionnement d'essai. Les centrales de stockage par pompage dont la puissance ou le volume de stockage a été augmenté de manière avérée, dans une certaine mesure, après le 4 août 2011 peuvent être exonérées pendant dix ans. Depuis la modification de l'EnWG de fin 2025, l'exonération s'applique dans la mesure où l'électricité stockée est réinjectée avec décalage dans le même réseau. Les stockages à usage mixte et les points de charge bidirectionnels sont ainsi couverts au prorata. Auparavant, elle ne s'appliquait qu'en cas de réinjection intégrale.

Pour le calcul de l'arbitrage, les limites de cette règle sont importantes. Elle ne concerne que les redevances d'utilisation du réseau au sens strict, et non par exemple les prélèvements ou les redevances de concession. En outre, le § 118, alinéa 6, de l'EnWG permet à l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) de prévoir des règles différentes, y compris quant au champ d'application temporel. Avec la procédure relative à la systématique générale des redevances d'utilisation du réseau d'électricité (AgNes), l'autorité remanie le système de redevances. Le 6 août 2026, elle a soumis le projet de décision à consultation. La décision doit être rendue fin 2026 et remplacer l'ordonnance sur les redevances d'utilisation du réseau d'électricité (Stromnetzentgeltverordnung) à partir de 2029. Selon l'état présenté en mai 2026, les nouveaux stockages devraient à l'avenir payer un prix de capacité modéré, mais aucune redevance proportionnelle à l'énergie. La perception des redevances ne devrait commencer qu'après l'expiration des règles spéciales du § 118. Des redevances de réseau dynamiques pour les stockages ne sont prévues au plus tôt qu'à partir de 2030. Jusqu'à la décision définitive, ces points sont provisoires.

Effet systémique de l'arbitrage

L'arbitrage peut amortir les pointes de prix. Les stockages et les charges flexibles fournissent de l'électricité supplémentaire pendant les heures chères ou réduisent la demande. Pendant les heures favorables, ils augmentent la demande ou absorbent les excédents. Ils réduisent ainsi les écarts de prix, tant que la capacité est suffisante et que les installations réagissent aux signaux de rareté pertinents. Ce n'est pas un effet secondaire, mais une partie de la fonction de coordination des prix de l'électricité. Avec une concurrence accrue entre stockages, les écarts de prix dont ils vivent se réduisent toutefois. Les revenus d'arbitrage tendent donc à diminuer à mesure que le nombre de stockages sur le marché augmente.

Dans un système électrique à forte production dépendante de la météo, l'arbitrage gagne en importance. Les installations éoliennes et solaires ont des coûts variables faibles, mais injectent selon la météo et l'heure de la journée. Il y a ainsi plus fréquemment des heures à prix très bas ou négatifs et d'autres à prix élevés avec peu d'injection renouvelable. L'arbitrage aide à déplacer l'énergie dans le temps. Il ne remplace toutefois pas une puissance garantie sur des durées arbitrairement longues. Un stockage par batterie dimensionné pour deux ou quatre heures peut exploiter des écarts de prix à court terme, mais ne peut pas à lui seul franchir une Dunkelflaute (période sombre et sans vent) de plusieurs jours.

L'arbitrage montre en outre que la valeur de l'électricité ne dépend pas seulement de la quantité produite. Un mégawattheure d'électricité solaire à midi n'a pas la même valeur de marché qu'un mégawattheure à une heure de soirée peu ventée. La notion renvoie ainsi au lien entre consommation d'électricité, puissance, profil de charge et profil de production. Pour les investissements dans des stockages, des électrolyseurs, des pompes à chaleur ou des infrastructures de recharge, ce ne sont pas seulement la quantité annuelle d'énergie qui compte, mais aussi l'évolution dans le temps des prix et des charges.

Arbitrage spatial et par produit

L'arbitrage peut aussi être spatial. Si l'électricité est moins chère à un endroit qu'à un autre, les échanges entre zones de prix peuvent exploiter cet écart, dans la mesure où de la capacité de transport est disponible entre les zones. Au sein d'une zone de prix unique, telle que l'Allemagne la forme avec le Luxembourg, le prix de bourse ne reflète toutefois pas les congestions régionales du réseau. Le prix est alors identique au nord et au sud, bien que la situation du réseau diffère. Un stockage peut ainsi charger ou décharger selon le marché et déclencher, côté réseau, un besoin de pilotage supplémentaire. Le conflit naît là où le prix de marché, la physique du réseau et la responsabilité de la gestion des congestions divergent.

L'arbitrage par produit exploite les écarts de prix entre marchés ou produits de livraison, par exemple entre l'enchère day-ahead et le négoce infrajournalier continu. Un stockage peut générer des revenus sur le marché day-ahead, sur le marché infrajournalier, avec l'énergie de réglage ou par des contrats bilatéraux. Ces revenus ne s'additionnent pas simplement, car la même capacité n'est pas pleinement disponible simultanément pour plusieurs usages. Celui qui réserve de la puissance pour l'énergie de réglage ne peut l'utiliser que de manière limitée, pendant la même période, pour l'arbitrage sur le marché spot. L'optimisation consiste à piloter la disponibilité technique et les risques de marché à travers plusieurs canaux de revenus.

Malentendus typiques

Un malentendu répandu veut que l'arbitrage produise de l'électricité. Il déplace des quantités d'électricité et modifie les décisions de mise en œuvre, mais ne crée pas d'énergie supplémentaire. En raison des pertes de stockage, il faut produire davantage d'électricité pour la même quantité d'énergie utilisable ultérieurement. Il en va autrement lorsque le stockage absorbe de l'électricité qui aurait sinon été écrêtée. De l'énergie devient alors utilisable, qui autrement aurait été perdue. L'utilité de l'arbitrage réside dans l'adaptation temporelle aux raretés, et non dans une multiplication de l'énergie. L'effet sur les émissions dépend lui aussi du cas particulier : il dépend de la production qui fonctionne en plus lors de la charge et de celle qui est évincée lors de la décharge.

Un deuxième malentendu concerne les prix négatifs. Ils ne signifient pas automatiquement que l'arbitrage est rentable sans risque. Les prix négatifs peuvent résulter d'une forte injection renouvelable, d'une faible demande, de puissances minimales de centrales conventionnelles, de règles de soutien ou de restrictions de réseau. Un stockage n'en profite que s'il a le droit de charger, dispose de capacité libre, n'est limité par aucune règle de raccordement ou de réseau et peut obtenir ensuite un prix de vente suffisamment élevé.

Un troisième malentendu voit dans l'arbitrage un gain purement privé sans utilité pour le système électrique. Le revenu privé peut coïncider avec un effet favorable au système lorsque les prix indiquent correctement les raretés. Mais il peut aussi renforcer de mauvaises incitations lorsque des zones de prix masquent des congestions du réseau ou que des redevances imputent mal les coûts. L'arbitrage n'est donc ni automatiquement bon ni automatiquement problématique. Son effet dépend de la rareté que le prix exprime et des coûts qui restent en dehors du prix de marché.

En résumé, l'arbitrage dans le système électrique traduit des écarts de prix temporels, spatiaux ou par produit en comportement d'exploitation concret. Il relie stockages, demande flexible, prix de marché et restrictions de réseau. Bien compris, il n'est pas un commerce astucieux, mais une fonction de coordination. De l'électricité est absorbée ou la consommation augmentée lorsque les prix indiquent une offre excédentaire, et de l'électricité est fournie ou économisée lorsque les prix signalent une rareté. Que cela aide le système dans son ensemble dépend des pertes techniques, des règles de marché et de redevances, et du fait que les prix reflètent ou non les limites réelles du système électrique.

Sources

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) § 118 Übergangsregelungen — Bundesministerium der Justiz / Bundesamt für Justiz (gesetze-im-internet.de); unbekannt (konsolidierte Fassung, abgerufen November 2026). § 118 Absatz 6 Sätze 1–3, 6 und 12
Neue Netzentgelt-Privilegien für Speicheranlagen und Ladepunkte – Stehen die Befreiungen auf dünnem Eis? — Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) mit Stiftung Umweltenergierecht; 2025-12-19. Abschnitte „Was wurde konkret geändert und warum?“ und „Warum stehen die Befreiungen auf dünnem Eis?“
Bundesnetzagentur startet Konsultation zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom — Bundesnetzagentur; 2026-08-06. Pressemitteilung, Haupttext
15-minute products in Market Coupling — EPEX SPOT; unbekannt. Abschnitt „Introduction of 15-minute MTU contracts for Day-Ahead - SDAC“
Bundesnetzagentur stellt aktuelle Überlegungen zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom vor — Bundesnetzagentur; 2026-05-27. Pressemitteilung, Abschnitte zu Speichern und dynamischen Netzentgelten; ergänzend Hintergrundpapier vom 27. Mai 2026

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Edited by eCMS on 11.11.2026 14:28